Speicher sind tot - Es lebe der Speicher! - E-Bridge Consulting
←
→
Transkription von Seiteninhalten
Wenn Ihr Browser die Seite nicht korrekt rendert, bitte, lesen Sie den Inhalt der Seite unten
ENERGIEMARKT – KONZEPTE UND MODELLE
Speicher sind tot – Es lebe der Speicher!
Benedikt Deuchert
Während bestehende Geschäftsmodelle für Großbatteriespeicher schwinden, zeichnet sich angesichts der deutlichen Kos-
tenreduktionen ab, dass Großbatterien künftig in neue Geschäftsfelder wie der Eigenverbrauchsoptimierung in der Groß-
industrie und der Ausnutzung von Preisschwankungen am Intraday-Spotmarkt vordringen können. Unter Einbeziehung
verschiedener Aspekte ist also nicht nur ein weiterer, sondern sogar verstärkter Zubau im Bereich der Großbatteriespeicher
zu erwarten, dessen systemische Konsequenzen stärker in den Blick rücken sollten.
Investitionen in kommerzielle Batteriespei-
cher wurden in den vergangenen Jahren über-
wiegend auf Erlöse im Markt für Primärregel-
leistung gestützt. Erlöse durch Ausnutzung
der Bestandsregelungen zu „vermiedenen
Netzentgelten“ können weitere signifikante
Beiträge generieren. Hierauf weist u.a. die
Bundesnetzagentur in ihrem Bericht „Rege-
lungen zu Stromspeichern im deutschen
Strommarkt“ folgerichtig hin [1].
Die Preisentwicklung für Primärregelleis-
tung unterliegt verschiedenen gegenläufigen
Trends und ein mittelfristiges Absinken der
Preise erscheint möglich. Der Business Case
für vermiedene Netzentgelte entfällt künftig
durch das Netzentgeltmodernisierungsgesetz
(NEMoG) für Anlagen, die ab dem 1.1.2023 in Angesichts des eindeutigen Trends zu sinkenden Preisen werden Geschäftsmodelle für Großbatte-
rien in vielen Marktsegmenten attraktiv Bild: Adobe Stock
Betrieb genommen werden. Die Kombination
beider Aspekte führt dazu, dass perspekti-
visch die Erlöspotenziale von Speichersyste- Erheblicher Rückgang größe 10 MW/10 MWh (NMC-Technologie)
men je installiertem MW/MWh tendenziell der Investitionskosten unter realistischen Bedingungen für 4 Mio. €
geschmälert werden. schlüsselfertig errichtet werden. Basierend
In der laufenden Diskussion zur Geschäfts- auf Zahlen des Fraunhofer ISI [4], weite-
Gleichzeitig ist die Kostendegression bei Li-Ion- grundlage für den Neubau von Speicher- ren Interviews mit Branchenvertretern und
Batterien unverändert intakt. Ein guter Indika- systemen sollten die Implikationen des eigenen Berechnungen konnten die Preisbe-
tor hierfür sind die Marktpreise für Li-Ion-Bat- erheblichen Rückgangs der Investitionskos- standteile eines derartigen Batteriespeichers
teriesätze im Automobilbereich, die zwischen ten von Batteriespeichersystemen, bedingt gem. Abb. 1 aufgeschlüsselt werden.
2010 und 2020 um 89 % auf nun 137 US$/kWh durch den beschriebenen Preisrückgang
gefallen sind [2]. Die Marktpreise für Batterie- bei Batterie-sätzen, aber auch bei weiteren Mit einer typischerweise angenommenen
sätze zur Verwendung in stationären Großbatte- Komponenten, stärker berücksichtigt wer- Zyklenfestigkeit von 4.500 Zyklen bis Errei-
riespeichern liegen aufgrund schwächerer Ska- den. So ergab eine Branchenumfrage des pv chen einer Restkapazität von 80 % („State of
leneffekte typischerweise über diesem Wert, magazine [3] eine durchschnittliche Preis- Health“/SoH) [6] ergeben sich hieraus Voll-
profitieren aber ebenso von der gesamten be- angabe von 413 €/kWh Speicherkapazität kosten des Systems bezogen auf die Zyklisie-
obachteten Kostendegression. Angesichts einer für Großbatteriesysteme mit einem Spei- rung in Höhe von ca. 100 €/MWh [7]. Hinzu
Vielzahl laufender Optimierungsmaßnahmen chervolumen von über 10 MWh. Die Preise kommen Energieverluste bei der Zyklisierung.
sowohl bei der im Segment der Großspeicher können je nach Anbieter und lokalen Gege- In indikativer Schätzung betragen diese bei
aktuell dominierenden Nickel-Mangan-Kobalt benheiten (insbesondere Netzanschlusskos- 90 % Gesamtwirkungsgrad und einem durch-
(NMC)-, als auch der Lithium-Eisen-Phosphat- ten, netzbetreiberseitig geforderter Baukos- schnittlichen unterstellten Börsenstrompreis
Technologie (LFP) ist in näherer Zukunft von tenzuschuss) stark abweichen. von 50 €/MWh ca. 5 €/MWh und müssen zu
einem weiteren Preisrückgang auszugehen, den Gesamtkosten addiert werden.
unabhängig von der Marktreife fundamentaler In Gesprächen mit Branchenvertretern wur-
Technologieinnovationen wie z.B. der Einfüh- de diese Größenordnung validiert: Heute Bei Veranschlagung dieser Kostenbasis wäre
rung von Feststoffbatterien. kann ein Batteriespeicher mit der Referenz- nicht zu erwarten, dass Großbatteriesysteme
ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 71. Jg. (2021) Heft 4 17
ENERGIEMARKT – KONZEPTE UND MODELLE
abhängig von der Entladetiefe (DOD), der
Lade- sowie der Entladegeschwindigkeit
und dem angesetzten Zeitpunkt des Endes
der Lebenszeit ermittelt.
Die Zusammenhänge werden aus Abb. 2
ersichtlich. Dort sind Angaben des Batterie-
herstellers Samsung SDI zur erreichbaren
Zyklenzahl abhängig von der Entladetiefe
und von der Lade- und Entladegeschwindig-
keit aufgetragen. Zum Beispiel entspricht
die Angabe „0,5 C/1 C“ beim gewählten Re-
ferenzsystem mit 10 MWh Kapazität einer
Abb. 1 Investitionskosten 1 C-System mit 10 MW/10 MWh (gesamt: 4,0 Mio. €) [5] Ladegeschwindigkeit von 5 MW und einer
Entladegeschwindigkeit von 10 MW. Es ist
erkennbar und intuitiv, dass die Zyklenfes-
in neue Marktsegmente vordringen kön- abhängigen Verschleiß. Dies ist das Batterie- tigkeit sowohl bei Reduktion der Be- und
nen: Insbesondere eine Nutzung am Groß- system einschließlich der Batteriezellen, das Entladegeschwindigkeit als auch bei Reduk-
handelsmarkt für Arbitragegeschäfte zur im gewählten Rechenbeispiel einen Beitrag tion der Entladetiefe zunimmt. Deutlicher
Ausnutzung von kurzfristigen Preisschwan- von 57 % zu den Gesamtkosten ausmacht. ist allerdings die Zunahme der Zyklenfes-
kungen erscheint nicht darstellbar, da Preis- Auch der Umrichter ist in der Regel keinem tigkeit, wenn die akzeptable Restkapazität
schwankungen in der Größenordnung von zyklusabhängigen (wohl aber einem tem- (SoH) – der zentrale Verschleißindikator für
100 €/MWh nur selten auftreten und nicht peratur- und altersbedingten) Verschleiß die Batteriezelle – erhöht wird.
angenommen werden kann, dass ein Batte- unterworfen. Zur Ermittlung der inkremen-
riespeicher die zur Amortisation erforder- tellen Zyklusgrenzkosten eines Batteriespei- Selbst bei vollständiger Nutzung der Zellka-
lichen Zyklen über die gesamte Nutzungs- chers sollten also nur die variablen Kosten pazität (DOD 100 %) kann der Betreiber eines
dauer hinweg tatsächlich realisieren könnte. des Batteriesystems herangezogen werden. Batteriespeichers also von deutlich höheren
■ Andererseits kann in der Praxis teil- Zykluszahlen ausgehen, wenn eine Rest-
In der Praxis Wirtschaft- weise eine deutlich höhere Zyklenfestigkeit kapazität der Zellen von weniger als 80 %
lichkeit deutlich günstiger bis zum tatsächlichen Ende der Lebensdau- (z.B. 60 %) akzeptiert wird. Letzteres stellt
er erwartet werden. Dass hier insbesonde- für stationäre Batteriespeicher im Gegen-
In der Praxis stellt sich die Wirtschaftlichkeit re die LFP-Technologie vielversprechende satz zur Anwendung im Automobilbereich
allerdings unter den gegebenen Vorausset- Potenziale für Zyklenfestigkeiten jenseits keinen kritischen Aspekt dar, solange die
zungen deutlich günstiger dar, was insbeson- der 10.000 birgt, wurde beispielsweise von Wirtschaftlichkeit gegeben ist. Beim Betrieb
dere auf zwei Aspekte zurückzuführen ist: Forschern der TU München in mehrjähri- eines Großbatteriespeichers, wie er im Jahr
gen Tests ermittelt [8]. Aber auch für die 2021 typischerweise projektiert wird, kann
■ Einerseits unterliegen nur Teilkompo- NMC-Technologie wurden herstellerseitig unter der Annahme eines gewährleisteten
nenten des Batteriespeichers einem zyklus- teils deutlich höhere Zyklenfestigkeiten Betriebs des Speichers unter Referenzbe-
dingungen demnach von einer realistischen
Zyklusfestigkeit von 13.000 Zyklen ausge-
gangen werden, bis das Ende der Lebens-
dauer des Batteriesystems erreicht ist (DOD
100 %, Beladung mit 0,5 C, Entladung mit
1 C, Restkapazität 60 %) [10].
Die beiden beschriebenen Effekte führen zu
einer drastischen Reduktion der anzuneh-
menden inkrementellen Zyklusgrenzkosten
gemäß Abb. 3.
Die kalkulatorischen Zykluskosten in Höhe
von ca. 22 €/MWh müssen noch um die Ver-
lustenergie ergänzt werden. Basierend auf
den oben getroffenen Annahmen (Börsen-
Abb. 2 Zyklenfestigkeit einer 94 Ah NMC-Zelle (Typ M2F von Samsung SDI) unter Referenzbedingungen preis 50 €/MWh, Gesamtwirkungsgrad 90 %)
abhängig von Be-/Entladegeschwindigkeit, DOD und SoH [9]
muss das beispielhaft betrachtete Batterie-
18 ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 71. Jg. (2021) Heft 4
ENERGIEMARKT – KONZEPTE UND MODELLE
system demnach ca. 27 €/MWh verdienen, stark an Bedeutung gewinnen. Gleichzeitig Netzausbau generell im Vergleich zu Flexi-
um die inkrementellen Kosten der Zyklisie- bleibt zumindest kurzfristig das Geschäfts- bilitätsoptionen wie Batteriespeichern die
rung des Speichers zu decken. modell für die Erbringung von Primärre- volkswirtschaftlich günstigere Alternative
gelleistung sowie – sofern eine Inbetrieb- ist, künftig ins Wanken geraten.
Geschäftsmodelle in vielen nahme noch vor dem 1.1.2023 möglich ist
Marktsegmenten werden – der Ausnutzung vermiedener Netzentgelte Dabei sollten Marktbeobachter Vorsicht wal-
attraktiv intakt. ten lassen, wenn das Potenzial für künftige
Kostenreduktionen bei Batteriesystemen in
Hierdurch rücken in vielen Marktsegmenten Angesichts absehbarer wachsender Markt- Zweifel gezogen wird. Derzeit deuten die
Geschäftsmodelle in den Blick, die für Batte- größe ist zu erwarten, dass die momentan Trends, insbesondere angesichts des mas-
riespeichersysteme bislang als unattraktiv beobachtete, steile Kostendegression, gemäß siven Ausbaus der Elektromobilität, darauf
galten, wie z.B. die Erbringung von SRL und der Erfahrungen aus den Lernkurven der ver- hin, dass weitere deutliche Lerneffekte und
ggf. MRL, sowie insbesondere die Ausnut- gangenen Jahre anhalten wird. Dies wird Bat- Innovationsschübe auch für große, statio-
zung untertägiger Preisschwankungen im teriespeichern erlauben, in weitere Anwen- näre Batteriespeicher zu einer fortgesetzten
kontinuierlichen Handel am Intradaymarkt dungsbereiche vorzudringen. Beispielsweise steilen Kostendegression beitragen werden.
für Viertelstundenprodukte, wobei die ge- sollte auch im Bereich der Netzdienstleis- Die Dynamik wurde in dieser Hinsicht in
nannten Grenzkosten eine Vielzahl an Han- tungen das verbesserte betriebswirtschaftli- den letzten Jahren häufig unterschätzt, so-
delsstrategien zulassen. In Kombination mit che Potenzial von Batteriespeichern stärker dass die tatsächlichen Kosten tendenziell
Photovoltaik gewinnen auch Anwendungen in den Blick genommen werden. So werden überschätzt wurden [11].
zur Erhöhung des Eigenverbrauchs im in- Batteriespeicher heute aus Netzsicht über-
dustriellen Sektor an Relevanz. Schließlich wiegend dort diskutiert, wo ein Netzausbau Eine steile Kostendegression hat allerdings
versprechen preisgünstige Speichersysteme nicht oder nur stark verzögert möglich ist indirekte Auswirkungen auf die Zyklus-
neue Möglichkeiten zur Betriebsführung bei (siehe die auf Übertragungsnetzebene be- grenzkosten, die bei Geschäftsanwendun-
kombinierten EE/Speichersystemen, die im schlossenen „Netzbooster“). Bei gleichzeitig gen bereits errichteter Großbatterien zu-
Rahmen der Innovationsausschreibungen tendenziell steigenden Kosten für Netzaus- grunde zu legen sind. So kann ein künftiger
(erstmals durchgeführt im September 2020) bau könnte allerdings die Prämisse, dass starker Preisverfall einen Anreiz geben, das
Batteriesystem eines in Betrieb befindli-
chen Speichers in Geschäftsmodellen zu
betreiben, die einen geringeren Deckungs-
beitrag als die zum Investitionszeitpunkt
ermittelten Zyklusgrenzkosten erbringen.
Der Anreiz besteht dann darin, das System
schneller zu verschleißen und das Batterie-
system dann ggf. frühzeitig gegen ein neu-
es, deutlich preisgünstigeres Batteriesys-
tem auszutauschen.
Ähnliche Überlegungen werden beispiels-
weise heute routinemäßig im Trading bei
der Vermarktung konventioneller Kraftwer-
ke angestellt, wenn nicht der Einkaufswert,
sondern der Wiederbeschaffungswert des
Rohstoffs (z.B. Wiederbeschaffungswert der
lagernden Kohle in einem Kohlekraftwerk;
im Falle des Speichers analog der Wieder-
beschaffungswert des Batteriesystems) als
Ausgangsbasis für die Grenzkosten zugrun-
de gelegt wird. Inwieweit derartige Ansätze
künftig zur Anwendung kommen werden,
bleibt abzuwarten.
Fazit
Insgesamt lässt sich festhalten: Angesichts
Abb. 3 Kosten für Zyklisierung der betrachteten 10 MW/10 MWh-Batterie in €/MWh des eindeutigen Trends zu sinkenden Preisen
ist eine deutliche Verschiebung und Diversi-
ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 71. Jg. (2021) Heft 4 19
ENERGIEMARKT – KONZEPTE UND MODELLE
fizierung der Geschäftsmodelle von Großbat- [2] BloombergNEF: Battery Pack Prices Cited Below Lebensdauer der Batterie, sodass über die Lebens-
terien zu erwarten und teils bereits heute $ 100/kWh for the First Time in 2020, While Market dauer des Batteriesystems 90 % der Kapazität (im
feststellbar. Dies sollte in der Branche breiter Average Sits at $ 137/kWh. 16.12.2020. Beispiel: 9 MWh) zur Verfügung stehen. Die tatsäch-
diskutiert werden. Gleichzeitig sollten die [3] pv magazine: Marktübersicht für Großspeicher aktu- lich vom Hersteller garantierte Zyklenfestigkeit ist
systemischen Auswirkungen eines wesent- alisiert (13. März 2020). abhängig vom korrekten Betrieb der Zellen, insbeson-
lich stärkeren Zubaus von Großbatterien in [4] George et al.: Kostenentwicklungsprognose stationärer dere vom korrekten Temperaturmanagement.
den Blick gerückt werden, der angesichts der Batteriespeichertypen (Strommarkttreffen Berlin 21.2.20). [8] Naumann et al.: Analysis and modeling of cycle aging
Preisdegression möglich erscheint. [5] Eigene Berechnungen basierend auf den Zahlen des of a commercial LiFePO4/graphite cell, Journal of
Fraunhofer ISI [4], sowie Interviews mit Branchen- Power Sources 451 (2020).
Dies betrifft nicht nur den Energiemarkt, wo die vertretern; siehe auch Schmidt et al.: The future cost [9] Eigene Darstellung basierend auf Herstellerangaben
Zunahme der Flexibilität im Intraday-Bereich of electrical energy storage based on experience von Samsung SDI.
zur Dämpfung von Preisschwankungen beitra- rates (Nature Energy 17110, 2017). [10] Bei angenommen linearer Degradation der Speicher-
gen kann. Es stellen sich auch grundsätzliche [6] Ein SoH von 80 % wird häufig im Bereich der Elektro- kapazität stehen dann im Mittel über die Lebenszeit
Fragen zur Weiterentwicklung des Marktde- mobilität als Grenzwert herangezogen, zu dem die des Batteriesystems 80 % der Gesamtkapazität, also
signs, insbesondere hinsichtlich der gesamt- Lebensdauer von Batteriezellen endet. Im statio- im gewählten Beispiel 8 MWh, je Zyklus zur Verfü-
wirtschaftlich optimalen Allokation von Flexibi- nären Bereich ist aber teils eine Nutzung auch mit gung.
lität aus Batteriespeichern zwischen Markt und deutlich geringerem SoH möglich. Dort wird, auch [11] Zur Überschätzung von Batteriepreisen in der Ver-
Netz. Diese Fragen im Marktdesign müssen im Hinblick auf “Second-Life”-Anwendungen, ein gangenheit siehe Penisa et al.: Projecting the Price of
bereits heute proaktiv angegangen werden, um Grenzwert des SoH von 60 % diskutiert. Vgl. Casals Lithium-Ion NMC Battery Packs Using a Multifactor
von den Entwicklungen im Bereich der Batterie- et al.: Evaluation of the End-of-Life of Electric Vehicle Learning Curve Model. Energies (2020), 13, 5276.
speicher nicht überholt zu werden. Batteries According to the State-of-Health. World
Electric Vehicle Journal (2019), 10, 63..
Literatur [7] Quelle für die Zyklenfestigkeit: Samsung SDI, Zelltyp
M2F, Kapazität 94 Ah; Annahme Ladung mit 0,5 C, B. Deuchert, Senior Consultant, E-Bridge
[1] Bundesnetzagentur: Regelungen zu Stromspeichern im Entladung mit 1 C, 100 % Entladetiefe (DoD); die Consulting GmbH, Bonn
deutschen Strommarkt (Stand: März 2020). Bonn 2020. Berechnung unterstellt eine lineare Abnahme der bdeuchert@e-bridge.com
20 ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 71. Jg. (2021) Heft 4
Sie können auch lesen
